博興洼陷古近系紅層油氣成藏期“源—相—勢”耦合關系
——以金26井—濱斜703井剖面為例

賈光華，高永進，宋建勇

（1.中國地質大學（武漢）資源學院，湖北武漢430074；2.中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營257015；3.中國石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東濱州256504）

·油氣地質·

博興洼陷古近系紅層油氣成藏期“源—相—勢”耦合關系
——以金26井—濱斜703井剖面為例

賈光華1，2，高永進2，宋建勇3

（1.中國地質大學（武漢）資源學院，湖北武漢430074；2.中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營257015；3.中國石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東濱州256504）

為研究東營凹陷博興洼陷古近系紅層油氣成藏規(guī)律，以金26井—濱斜703井近南北向剖面為例，應用數學統(tǒng)計方法，建立研究區(qū)油氣成藏概率與油氣藏至烴源灶距離之間的定量關系，利用儲層物性恢復圖版研究儲層的古物性特征，應用過程約束盆地模擬方法恢復研究區(qū)關鍵油氣成藏期的油氣成藏動力演化史。研究結果表明，博興洼陷古近系紅層的油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離、至排烴邊界距離具有較好的相關性，均表現為高斯正態(tài)分布特征，據此建立源控油氣成藏概率定量模型。反映“相”的儲層物性在關鍵油氣成藏期具有明顯的變化特征，代表“勢”的地層流體剩余壓力主要來源于異常地層壓力，利用相應公式可以定量表征“相”與“勢”的關系，最終計算出研究區(qū)紅層油氣成藏期的“源—相—勢”耦合指數，并可以根據該指數與研究區(qū)已發(fā)現油氣藏的關系預測有利油氣成藏區(qū)帶。博興洼陷金26井—濱斜703井剖面孔店組—沙四段下亞段油氣藏均位于“源—相—勢”耦合指數大于0.50的地區(qū)，樊141井以北地區(qū)的“源—相—勢”耦合指數較高，均大于0.55，為研究區(qū)下步有利油氣勘探區(qū)帶。

紅層“相—勢”耦合關系 “源—相—勢”耦合指數 源控油氣成藏概率 博興洼陷

沉積盆地的油氣藏分布宏觀上是由成藏動、阻力相互耦合控制的，油氣成藏期成藏條件的定量匹配直接關系到油氣能否成藏［1］。陸相生油理論是中國特色油氣勘探的理論基礎，20世紀70年代，在大量油氣勘探實踐的基礎上，石油地質工作者根據渤海灣盆地勝利油區(qū)的油氣勘探經驗，提出了油氣田環(huán)繞生油凹陷呈多環(huán)式展布的油氣成藏模式［2-3］，即“源控論”，成為“定凹選帶”油氣勘探技術的理論基礎。20世紀80年代，在系統(tǒng)總結中國東部斷陷盆地油氣分布規(guī)律的基礎上，提出了復式油氣聚集帶理論［4］，該理論是對“源控論”的發(fā)展，是滾動勘探開發(fā)技術的理論基礎。自20世紀90年代中后期，勝利油區(qū)進入以隱蔽油氣藏為主的勘探階段，經過10余年的科研攻關，一系列新的理論和認識相繼出現，如斷裂坡折帶低位扇油氣成藏模式以及斷—坡控砂、復式輸導、“相—勢”控藏等［5-9］。目前，油氣成藏理論的研究已逐步轉向對關鍵油氣成藏期的成藏動力和阻力耦合的研究［10-11］，且在上述理論的指導下，以東營凹陷沙四段上亞段—沙三段中亞段斷陷湖盆鼎盛期的各類巖性體為代表的巖性油藏的勘探取得了巨大進展；而針對主力烴源巖之下的孔店組—沙四段下亞段斷陷湖盆早期發(fā)育的紅層［12］，僅利用“相—勢”耦合指數來判斷油氣運聚通道和有利聚集場所仍存在明顯不足，因此，筆者綜合考慮源控油氣機制和“相—勢”耦合控油氣機制，確定關鍵油氣成藏期“源—相—勢”耦合指數，以東營凹陷博興洼陷金26井—濱斜703井剖面為例，探討博興洼陷古近系紅層關鍵油氣成藏期的“源—相—勢”耦合關系，以期為提高研究區(qū)紅層有利油氣勘探目標的預測精度提供指導和借鑒。

1　地質概況

博興洼陷位于渤海灣盆地濟陽坳陷東營凹陷的西南部，其西、南部與青城凸起、魯西隆起相接，東北部以石村斷層為界與利津、牛莊洼陷相隔，是東營凹陷4個主要生油洼陷之一，為西北斷、東南超的半地塹式斷陷盆地［12］。選取博興洼陷金26井—濱斜703井剖面，對其孔店組—沙四段下亞段關鍵油氣成藏期的“源—相—勢”耦合關系進行剖析。金26井—濱斜703井剖面是貫穿博興洼陷近南北向的地質剖面（圖1），該剖面從博興洼陷南部金家緩坡構造帶開始，經過樊深1斷塊，穿過博興洼陷中心，垂直切過平南斷層，最終延伸至平方王地區(qū)；剖面整體呈箕狀，沉積中心位于樊120井區(qū)附近，切過的平南斷層的斷距較大，接近2 000m；該剖面范圍內的新生界包括孔店組、沙河街組、東營組、館陶組、明化鎮(zhèn)組和平原組。

圖1　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面位置Fig.1　Location ofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

2　源控油氣機制

龐雄奇等通過對中國大中型油氣田的統(tǒng)計，認為油氣分布范圍與烴源巖區(qū)具有密切關系［13］。姜福杰等在“源控論”基礎上，排除其他地質因素的影響，選取烴源巖最大排烴強度、油氣藏至排烴中心距離以及油氣藏至排烴邊界距離共3個參數建立油氣成藏概率的定量評價模式［14］。博興洼陷紅層油氣藏的主要油氣源自高青—平南斷層下降盤沙四段上亞段生烴區(qū)，由于烴源巖最大排烴強度為固定值，因此筆者建立油氣成藏概率模型時未考慮該參數。統(tǒng)計東營凹陷南坡紅層56個油氣藏與油氣藏至排烴中心距離、油氣藏至排烴邊界距離的關系，為了消除地質條件差異的影響，對原始數據進行標準化處理，采用的計算式為

式中：L標準化為標準化后的油氣藏至排烴中心距離；L為油氣藏至排烴中心的實際距離，km；L0為排烴中心至排烴邊界的距離，km；l標準化為標準化后的油氣藏至排烴邊界距離；l為油氣藏至排烴邊界的實際距離，km。

2.1油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離的關系

油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離的關系可以反映烴源灶排烴強度的波及范圍，即排烴強度所能促使油氣運移的最大范圍。以3 km為間隔，對博興洼陷紅層油氣藏發(fā)育數量與油氣藏至排烴中心距離進行統(tǒng)計，發(fā)現油氣藏發(fā)育數量與油氣藏至排烴中心距離呈正態(tài)分布關系（圖2a）；當L標準化值小于0.3或大于1.6，油氣藏發(fā)育數量很少，當L標準化值接近于1時，油氣藏發(fā)育數量最多（圖2b）。將以3 km為間隔統(tǒng)計的油氣藏發(fā)育數量與總油氣藏發(fā)育數量的比值定義為油氣藏分布頻率，將油氣藏分布頻率除以油氣藏分布頻率的最大值，即可得到油氣成藏概率，進而使用Matlab軟件即可擬合出二者之間的分布模型。

圖2　博興洼陷古近系紅層油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離的關系Fig.2　Relationship between hydrocarbon reservoirdistribution of red bedsand distance from the reservoir to source center in Boxing subsag

2.2油氣藏分布與油氣藏至排烴邊界距離的關系

油氣藏既有分布于排烴邊界以內的，也有位于排烴邊界以外的。在統(tǒng)計過程中，以排烴邊界為界，位于排烴邊界以內的為負值，排烴邊界以外的為正值。從油氣藏發(fā)育數量與油氣藏至排烴邊界距離的統(tǒng)計結果可以看出，絕大多數油氣藏分布于排烴邊界附近，若油氣藏至排烴邊界距離超過6 km，則油氣藏發(fā)育數量非常稀少（圖3a）；油氣藏主要分布于l標準化為-0.6～0.6的區(qū)域內，可以使用Matlab軟件擬合油氣成藏概率和l標準化的高斯分布模型（圖3b）。

圖3　博興洼陷古近系紅層油氣藏分布與油氣藏至排烴邊界距離的關系Fig.3　Relationship between hydrocarbon reservoir distribution of red bedsand distance from the reservoir to sourceboundary in Boxing subsag

2.3源控油氣成藏概率定量模型的建立

研究結果表明，油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離、至排烴邊界距離具有較好的相關性，均表現為高斯正態(tài)分布特征，即在排烴邊界處油氣藏呈現集中分布的特征。因此，可以采用多元非線性回歸分析來確定L標準化和l標準化與源控油氣成藏概率的關系；然后根據最小二乘法原理，利用SPSS統(tǒng)計軟件獲得東營凹陷南坡紅層源控油氣成藏概率定量模型，其表達式為

式中：Fe為源控油氣成藏概率。

3“相—勢”控油氣機制

油氣分布受“相”和“勢”2種作用的聯合控制，簡稱為“相—勢”控油氣機制。自然界中的“相”依據顆粒粒徑可以分為粗相（粒度小于0.5mm）、中相或優(yōu)相（粒度為0.1～0.5mm）、細相（粒度大于0.1 mm）；“勢”可以相對地分為高勢、中勢和低勢。地層相和流體勢雙重要素聯合控制著油氣藏的形成和分布，突出表現為“優(yōu)相—低勢”耦合控藏。“相—勢”宏觀上控制著油氣藏的時空分布，微觀上控制著油氣藏的含油氣性變化［15-16］。

“相”和“勢”可以用相指數和勢指數來定量表示，其表達式分別為

式中：FI為相指數，其值為0～1；?為儲層孔隙度，%；?max為相同埋深條件下的最大儲層孔隙度，%；PI為勢指數，其值為0～1；p為地層流體壓力，MPa；pmin為相同埋深條件下的靜水壓力，MPa；pmax為烴源灶頂部或底部具有的地層流體壓力，MPa。

龐雄奇等［17］對濟陽坳陷546個油氣藏和勘探失利圈閉的FI值和PI值進行了統(tǒng)計，結果表明，85%以上的油氣藏均位于FI值大于0.5且PI值小于0.5的區(qū)域，大部分油氣藏均臨近FI值為1且PI值為0的區(qū)域。FI值越大且PI值越小的區(qū)域，油氣藏發(fā)育數量越多，油氣成藏概率越大，勘探失利圈閉分布于FI值較小且PI值較大的區(qū)域。此外，FI值與PI值具有消長關系，FI值較低的區(qū)域須具有較高的PI值油氣才能成藏，PI值較高的區(qū)域須具有較低的FI值油氣才能成藏。因此，“相—勢”耦合指數可以定量表示為

式中：FPI為“相—勢”耦合指數，其值為0～1。

3.1油氣成藏期儲層物性恢復

3.1.1儲層物性恢復方法

儲層物性恢復方法是根據渠東芳等［18］建立的東營凹陷儲層孔隙度隨埋深演化圖版，通過平衡剖面恢復儲層在關鍵油氣成藏期的古埋深來恢復古孔隙度。為了計算目的層某一點儲層物性綜合影響因子，須確定該點的粒度中值、分選系數和膠結物含量3個參數；其中，粒度中值和分選系數是巖石的原始組成參數，受沉積相的控制。

東營凹陷南坡紅層儲層主要發(fā)育于沖積扇、漫湖三角洲和淺水三角洲相。其中沖積扇相的儲層粒度中值主要為0.11～0.54mm，平均值為0.23mm，分選系數為1.37～1.92，平均值為1.63；漫湖三角洲相的儲層粒度中值主要為0.02～0.67mm，平均值為0.15mm，分選系數為1.20～3.09，平均值為1.63；淺水三角洲相的儲層粒度中值主要為0.05～0.21mm，平均值為0.13mm，分選系數為1.33～2.88，平均值為1.64。選取每種沉積相儲層粒度中值和分選系數的平均值來計算儲層物性綜合影響因子。對于膠結物含量的取值，則是通過繪制研究區(qū)膠結物含量等值線圖來實現。

在計算出目的層各點的儲層物性綜合影響因子之后，對其進行歸一化處理，通過平衡剖面恢復目的層在油氣成藏期的古埋深，并將該深度交會至對應的歸一化儲層物性綜合影響因子的孔隙度演化曲線上，最終得到的孔隙度即為油氣成藏期儲層的古孔隙度。

3.1.2油氣成藏期儲層物性特征

研究結果表明，博興洼陷古近系紅層的油氣成藏期為距今5.05～0Ma；因此，選取館陶組沉積末期（距今5.1Ma）、明化鎮(zhèn)組沉積末期（距今2Ma）和現今共3個關鍵油氣成藏期進行儲層物性恢復。根據儲層物性恢復方法的原理，基于金26井—濱斜703井剖面的沉積相研究成果，確定不同沉積相的粒度中值和分選系數，然后進行古孔隙度的恢復。金26井—濱斜703井剖面主要發(fā)育沖積扇、漫湖三角洲和淺水三角洲相等碎屑巖儲集體，為油氣的運移和聚集提供了良好條件。

根據儲層孔隙度恢復圖版，恢復金26井—濱斜703井剖面3個關鍵油氣成藏期儲層孔隙度（圖4）。在館陶組沉積末期，金26井—濱斜703井剖面的紅層埋藏較淺，孔一段埋深不超過3 500m，沙四段下亞段埋深不超過2 500m，因此孔隙度普遍較大；該剖面沖積扇相儲層的孔隙度為34%～39%，平南斷層上升盤淺水型三角洲相儲層的孔隙度為33%～35%，下降盤淺水型三角洲相儲層的孔隙度為18%～22%，平南斷層上升盤漫湖三角洲相儲層的孔隙度為26%～32%，下降盤漫湖三角洲相儲層的孔隙度為17%～20%。在明化鎮(zhèn)組沉積早期，沉積速率較快，達到0.13～0.24mm/a，至明化鎮(zhèn)組沉積末期，孔一段最大埋深為4 250m，沙四段下亞段最大埋深為3 500m，孔隙度隨著埋深增加而較快速減小；金26井—濱斜703井剖面沖積扇相儲層的孔隙度為27%～38%，與館陶組沉積末期相比，降低約1%～7%；平南斷層上升盤淺水型三角洲相儲層的孔隙度為20%～25%，降低約10%～13%，下降盤淺水型三角洲相儲層的孔隙度為17%～19%，與館陶組沉積末期相比變化較小，可能與次生孔隙的發(fā)育有關；平南斷層上升盤漫湖三角洲相儲層的孔隙度為16%～24%，降低約8%～10%，下降盤漫湖三角洲相儲層的孔隙度為14%～16%，降低約3%～4%。至現今，金26井—濱斜703井剖面沖積扇相儲層的孔隙度為24%～37%，與明化鎮(zhèn)組沉積末期相比變化較小，降低約1%～3%；平南斷層上升盤淺水型三角洲相儲層的孔隙度為18%～23%，降低約2%，下降盤淺水型三角洲相儲層的孔隙度為17%～18%，變化較?。黄侥蠑鄬由仙P漫湖三角洲相儲層的孔隙度為15%～21%，下降盤漫湖三角洲相儲層的孔隙度為14%～15%，降低約1%～3%。

圖4　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面古近系紅層孔隙度演化Fig.4　Evolution of red bedsporosity ofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

3.2油氣成藏期儲層動力恢復

近年來，沉積盆地的古地層壓力恢復研究已成為含油氣盆地分析中不可缺少的組成部分［19］，可以采用盆地模擬方法恢復沉積盆地的古地層壓力［17］。在沉積盆地地層壓力模擬過程中，利用實測數據進行約束，從模擬結果來看，地層壓力模擬值與實測值較為接近，相對誤差不超過6%（表1）。地層壓力模擬結果（圖5）表明，金26井—濱斜703井剖面古近系普遍存在異常地層壓力，超壓主要發(fā)育在博興洼陷中心沙四段上亞段和沙三段下亞段2套烴源巖中［16］。在東營組沉積初期，盆地處于強烈的裂陷期，快速沉積了大量的細粒沉積物，造成垂向上排水不暢，使得上覆沉積負荷應力增大引起的孔隙體積降低速率與孔隙流體的排出速率無法達到平衡；且在東營組沉積過程中，沙四段上亞段烴源巖的埋深大于2 500m，超過東營凹陷的生油門限，已開始生烴，因此孔隙中的流體增多；隨著埋深增大，孔隙流體承擔的上覆地層負荷應力增大，孔隙度減小，滲透率變差，致使沙四段上亞段和沙三段下亞段出現超壓；至東營組沉積末期，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為1.6MPa，壓力系數為1.05；沙三段下亞段地層流體剩余壓力為1.4MPa，壓力系數為1.05；而在喜馬拉雅運動的東營幕，研究區(qū)地層抬升遭受剝蝕，上覆地層負荷應力減小，同時地層溫度降低，生烴作用趨于停滯，因而超壓得以部分釋放。在館陶組沉積早期，地層埋深繼續(xù)增大，沉積速率增加，生烴作用加強，欠壓實作用明顯，超壓持續(xù)增大；至館陶組沉積末期，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為3.61MPa，壓力系數為1.16，沙三段下亞段地層流體剩余壓力為3.38 MPa，壓力系數為1.15。在明化鎮(zhèn)組沉積早期，沙四段上亞段和沙三段下亞段2套優(yōu)質烴源巖的埋深迅速增大，地溫升高，生成大量烴類導致地層壓力明顯增大，且在該沉積時期多數斷層已停止活動，超壓難以釋放；至明化鎮(zhèn)組沉積末期，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為10.30MPa，壓力系數為1.35，沙三段下亞段地層流體剩余壓力為9.98MPa，壓力系數為1.34。在 平原組沉積時期，沙四段上亞段和沙三段下亞段的埋深繼續(xù)增大；至現今，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為9.57MPa，壓力系數為1.31，沙三段下亞段地層流體剩余壓力為9.54MPa，壓力系數為1.31；地層流體剩余壓力相比明化鎮(zhèn)組沉積末期略有降低，可能是烴源巖生成的烴類被部分排出，地層壓力得到少許釋放。

表1　東營凹陷金26井—濱斜703井剖面地層壓力演化誤差分析Table1　Erroranalysisofpressure evolution history ofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

圖5　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面地層流體剩余壓力演化Fig.5　Evolution history of residualpressureofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

4　成藏期“源—相—勢”耦合關系

4.1“源—相—勢”耦合指數

在實際地質條件下，陸相斷陷盆地的油氣分布不僅受“相”和“勢”的聯合控制，烴源灶也在很大程度上控制著油氣的分布。“源—相—勢”三者的耦合關系控制了博興洼陷紅層的油氣成藏。其中“相”與“勢”可以互為補充，優(yōu)相、中相與低勢、中勢匹配均可以成藏，優(yōu)相且低勢區(qū)是油氣成藏最有利的地區(qū)。對于遠離烴源巖的紅層而言，反映油氣源條件的源控油氣成藏概率是缺一不可的條件，且不能與“相”、“勢”互補，一旦圈閉超出了油氣源所能達到的區(qū)域，“相—勢”耦合關系再好，油氣成藏的可能性仍然很小；反之，在油氣源充足、油氣運移條件良好的情況下，“相—勢”耦合指數控制著油氣成藏，“相—勢”耦合指數很低的地區(qū)不易于油氣成藏。為此，提出“源—相—勢”耦合指數的表達式為

式中：FPSI為“源—相—勢”耦合指數，其值為0～1。

“源—相—勢”耦合指數既能反映出油氣成藏過程中油源條件和“相—勢”耦合條件具有同等重要的作用，又能區(qū)別油源與“相—勢”耦合關系不同于“相”與“勢”之間的關系。

4.2“源—相—勢”耦合關系

在館陶組沉積末期，由于東營凹陷沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖的成熟度較低，生烴速率很小，導致源控油氣成藏概率極低，對紅層油氣成藏的貢獻較??；因此，在進行關鍵油氣成藏期“源—相—勢”耦合關系研究時，未考慮館陶組沉積末期。在源控油氣成藏概率、油氣成藏期儲層物性及成藏動力研究的基礎上，計算金26井—濱斜703井剖面的“源—相—勢”耦合指數，研究結果（圖6）表明，在明化鎮(zhèn)組沉積末期，沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖已經成熟，生烴速率較大，且該剖面經過博興洼陷，因此剖面埋藏較深部位的源控油氣成藏概率較大。隨著烴類的大量生成，促使博興洼陷中心烴源巖層發(fā)育超壓，可以為油氣的側向或垂向運移提供充足動力。金26井—濱斜703井剖面在孔一段和沙四段下亞段主要發(fā)育沖積扇、漫湖三角洲和淺水型三角洲相等碎屑巖儲集體，物性較好，相指數較高；因此在該剖面上，距離洼陷中心較近的樊141井以北地區(qū)的“源—相—勢”耦合指數較高，均大于0.55。研究區(qū)樊深1斷塊、樊120井區(qū)以及平南斷層上升盤的梁90和濱斜703井區(qū)的“源—相—勢”耦合指數較高，均大于0.70，目前所發(fā)現的油氣藏均位于這些地區(qū)。平南斷層上升盤距離洼陷中心較近，埋深較淺，相指數大，勢指數小，因此其“源—相—勢”耦合指數為金26井—濱斜703井剖面的最大值，達到0.85。樊深1井南部沙四段下亞段“源—相—勢”耦合指數大于0.70，且附近的樊深1斷層在明化鎮(zhèn)組沉積時期持續(xù)活動，為研究區(qū)下步有利油氣勘探區(qū)帶。

圖6　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面關鍵油氣成藏期“源—相—勢”耦合指數分布Fig.6　Distribution of“source-facies-potential”coupling index ofsection Jin26-Binxie703 during the key hydrocarbon accumulation period in Boxing subsag

至現今，沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖埋深繼續(xù)增大，生烴速率增大，已進入生烴高峰階段，排烴范圍增大，使整個洼陷的源控油氣成藏概率普遍增大。由于平南斷層上升盤的儲層孔隙度比明化鎮(zhèn)組沉積時期的減小較多，因此該地區(qū)的相指數有一定程度的降低。由于生烴作用的增強，研究區(qū)斜坡帶金32井區(qū)“源—相—勢”耦合指數明顯增大，超過0.50。樊141井區(qū)位于排烴邊界附近，源控油氣成藏概率較大，勢指數較低，使其“源—相—勢”耦合指數超過0.80，為金26井—濱斜703井剖面“源—相—勢”耦合指數最高的地區(qū)。目前研究區(qū)發(fā)現的油氣藏均位于“源—相—勢”耦合指數大于0.50的地區(qū)，多數位于“源—相—勢”耦合指數大于0.65的地區(qū)。樊141井區(qū)附近“源—相—勢”耦合指數較高，斷層發(fā)育，易于形成構造或構造-巖性圈閉，且沙四段下亞段與烴源巖層對接，為博興洼陷下步有利油氣勘探區(qū)帶。

5　結論

博興洼陷古近系紅層油氣主要來自博興洼陷沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖，在生油區(qū)排烴強度相同的情況下，油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離、至排烴邊界距離具有較好的相關性，均表現出高斯正態(tài)分布特征，即在排烴邊界處油氣藏呈現集中分布的特征?！霸础唷獎荨比叩鸟詈详P系控制著博興洼陷古近系紅層的油氣成藏，其中“相”與“勢”可以互為補充，優(yōu)相、中相與低勢、中勢匹配均可以成藏，優(yōu)相且低勢區(qū)是油氣成藏最有利的地區(qū)。但反映油氣源條件的源控油氣成藏概率對于遠離烴源巖的紅層而言，是必要條件，且不能與“相”、“勢”互補，一旦圈閉超出油氣源所能達到的區(qū)域，“相—勢”耦合關系再好，油氣成藏的可能性仍很??；反之，在油源很充足、油氣運移條件良好的條件下，“相—勢”耦合指數決定油氣是否成藏。目前研究區(qū)發(fā)現的油氣藏均位于“源—相—勢”耦合指數大于0.50的地區(qū)，明化鎮(zhèn)組沉積末期是紅層的主要油氣成藏期，位于博興洼陷中心樊141井以北地區(qū)的“源—相—勢”耦合指數較高，均大于0.55，其中樊深1井南部沙四段下亞段的“源—相—勢”耦合指數大于0.70，平南斷層上升盤的“源—相—勢”耦合指數最大，達到0.85，為博興洼陷古近系紅層的有利油氣成藏區(qū)帶。至現今，研究區(qū)斜坡帶金32井區(qū)的“源—相—勢”耦合指數明顯增大，超過0.50，為博興洼陷下步有利油氣勘探區(qū)帶。

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編輯鄒瀲滟

Study on“source-facies-potential”coup ling relationship during oiland gasaccumulation in Paleogene red beds，Boxing subsag-a case study of the section Jin26-Binxie703

JiaGuanghua1，2，Gao Yongjin2，Song Jianyong3

（1.Faculty ofEarth Resources，China University ofGeosciences（Wuhan），Wuhan City，HubeiProvince，430074，China；2.Geoscience Research Institute，ShengliOilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257015，China；3.Chunliang Oil Production Plant，ShengliOilfield Company，SINOPEC，Binzhou County，Shandong Province，256504，China）

Aiming at oil and gas accumulation in the Paleogene red beds in Boxing subsag，Dongying sag，a north-south strike section Jin26-Binxie703 was chosen asmain research object.A quantitative relationship between the probability of hydrocarbon accumulation in the study area and the distance from hydrocarbon reservoir to hydrocarbon kitchenwas setup by using a statisticalmethod，the reservoir paleo-physicalpropertieswere researched using the corresponding present reservoir physical properties chartsand the dynamic evolution history ofhydrocarbon reservoir during key hydrocarbon accumulation was restored through basinmodeling constrained with procedure.The results show that the distribution of red beds hydrocarbon reservoirs is correlated betterwith the distances from the reservoirs to the center source or to the source boundary in Boxing subsag，which is characterized by Gauss normal distribution，so as to establish the quantitativemodel of oilgas accumulation probability that is controlled by source rock.Reservoir physical properties that can reflect“facies”change significantly during the key hydrocarbon accumulation period，and the residual fluid pressure of formation that canreflect“potential”mainly comes from abnormalpressure of formation in Boxing subsag.The relationship between“facies”and “potential”can be characterized quantitatively finally by using the corresponding formula to calculate the“source-faciespotential”coupling indexwhich can be used to predict favorable reservoir zonesbased on the relationship between these indexesand the reservoirs thathasbeen found in the red beds.In the section Jin26-Binxie703，all thehydrocarbon reservoirs found at the lower sub-segmentof the 4thmember of Shahejie Formation and Kongdian Formation locate in the zonewith “source-facies-potential”coupling indexes above 0.5.During the hydrocarbon accumulation period，coupling indexes of the zoneson the north ofWell Fan141 are comparatively high，allabove 0.55，which can be favorable exploration areas for furtherexploration.

red beds；“facies-potential”coupling relationship；“source-facies-potential”coupling index；hydrocarbon accumulation probability controlled by source；Boxing subsag

TE112.3

A

1009-9603（2015）03-0001-09

2015-03-02。

賈光華（1972—），男，河北晉寧人，高級工程師，在讀博士研究生，從事油氣勘探方面的研究。聯系電話：（0546）8716952，E-mail：jiaguanghua895.slyt@sinopec.com。

國家科技重大專項“濟陽坳陷油氣富集機制與增儲領域”（2011ZX05006-003）。